Способ разработки нефтяных месторождений Российский патент 2021 года по МПК E21B43/267 E21B7/04 C09K8/70 

Изобретение относится к горнодобывающей отрасли и может быть использовано при освоении природных и техногенных нефтяных месторождений полезных ископаемых с трудно извлекаемыми углеводородами.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку в пласт жидкости и разрыв пласта повышением забойного давления с созданием трещины заданного размера, снижение забойного давления ниже давления разрыва пласта, закачку суспензии с закрепляющим материалом и закачку продавочной жидкости с темпом, обеспечивающим подъем забойного давления выше давления разрыва пласта, причем жидкость разрыва закачивают в объеме, обеспечивающем создание трещины длиной, превышающей радиус прискважинной зоны пласта сниженной проницаемости, используют суспензию с закрепляющим материалом в виде геля и закачивают ее в объеме, большем объема созданной трещины [1].

Основным недостатком способа является использование гелевой суспензии, снижающей эффективность процесса добычи углеводородов.

Известен способ гидравлического разрыва пласта, включающий закачку в пласт смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента используют газонаполненные гранулы, плотность которых близка к плотности жидкости разрыва и обеспечивает возможность удерживания расклинивающего агента во взвешенном состоянии в жидкости разрыва, при этом в качестве последней используют жидкость, совместимую с породой и флюидом пласта воду или нефть [2].

Основным недостатком способа является использование в качестве расклинивающего агента газонаполненных гранул, после разрушения которых и выделения из них газа остаются полимерные пленки, забивающие поры пласта и уменьшающие его проницаемость для прохождения добываемого флюида.

Наиболее близким по технической сущности является способ, включающий закачку в пласт смеси жидкости разрыва с расклинивающим агентом, в качестве которого применяют газовые кристаллогидраты. Закачку производят при термобарических условиях существования последних, после разрыва пласта газовые кристаллогидраты разлагают с выделением из них газовой фазы [3].

Использование газовых кристаллогидратов в качестве расклинивающих агентов сужает возможности инициирования процесса, зависящего от термобарических условий их существования.

Технический результат предлагаемого способа заключается в повышении технологической и эксплуатационной эффективности процесса добычи углеводородов путем инициирования гидроразрыва активационными компонентами и образованием кавитационных гидродинамических эффектов для повышения проницаемости пласта.

Технический результат достигается за счет того, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем вскрытие продуктивного пласта системой нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин, через которые подают под давлением вытесняющий из пласта нефть агент, содержащий обеспечивающие гидроразрыв продуктивного пласта компоненты с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин, для повышения эффективности процесса добычи в качестве агента в продуктивный пласт под повышенным давлением подают трехфазную смесь, состоящую из водогазовой эмульсии, подготовленной в анодной камере электрохимического реактора с добавлением реагента, повышающего рН водогазовой эмульсии до уровня 9-11, и песчано-гравийного материала фракции не более 4-7 мм в зависимости от содержания массы песка по отношению к гравию и содержания твердого к жидкому в водогазовой эмульсии, подготовленной в анодной камере, для обеспечения гидроразрыва продуктивного пласта, ослабления находящимся в анолите кислородом связи тяжелых фракций нефти с минеральными частицами и формирования подвижной водогазонефтяной внутрипластовой эмульсии, при этом в нижнюю часть продуктивного пласта подают водогазовую эмульсию из катодной камеры, с помощью которой - за счет сцепления микрокапель нефти с пузырьками электролитического водорода, перемещают тяжелые фракции нефти в основную область действия откачных скважин и повышают общую нефтеотдачу продуктивного пласта, при этом скорость подачи и расход водогазовых эмульсий производится с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин и эффекта инициирования кавитации при инверсионной модуляции водогазовых эмульсий из отверстий неправильной формы.

Возможность формирования требуемой последовательности выполняемых действий предложенными средствами позволяет решить поставленную задачу, определяет новизну, промышленную применимость и изобретательский уровень разработки.

На фиг.1 - общий вид разреза реализации способа; на фиг.2 - вид А на фиг.1., изображены в увеличенном масштабе отверстия неправильной формы, инициирующие кавитацию.

Способ выполняется с помощью насосной системы 1, которая производит из емкости 2 через нагнетательные вертикальные скважины 3 и нагнетательные горизонтальные скважины 4 закачку агента 5 в продуктивный пласт 6. Агент 5 содержит компоненты 7, которые обеспечивают гидроразрыв продуктивного пласта 6 с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин 3 и нагнетательных горизонтальных скважин 4. В качестве агента 5 подготавливается трехфазная смесь 8, состоящая из водогазовой эмульсии 9, подготовленной в анодной камере 10 электрохимического реактора 11 с добавлением реагента 12, повышающего рН водогазовой эмульсии 9 до уровня 9-11, а также - песчано-гравийного материала 13 фракции не более 4-7 мм в зависимости от содержания массы песка по отношению к гравию и содержания твердого к жидкому в водогазовой эмульсии 9. Ослабление связей тяжелых фракций нефти с минеральными частицами и формирование подвижной водогазонефтяной внутрипластовой эмульсии 14 осуществляется также с помощью кислорода в анолите. В нижнюю часть 15 продуктивного пласта 6 подают из катодной камеры 16 водогазовую эмульсию 17, которая способствует перемещению тяжелых фракций нефти в основную область действия откачных скважин 18. При инверсионной модуляции водогазовых эмульсий 9, 17 из отверстий 19 неправильной формы 20 инициируется кавитация, способствующая активизации процесса проницаемости и снижения вязкости тяжелых фракций нефти.

Способ разработки нефтяных месторождений выполняется следующим образом.

Способ разработки нефтяных месторождений осуществляется путем вскрытие продуктивного пласта 6 системой нагнетательных вертикальных скважин 3 и нагнетательных горизонтальных скважин 4, через которые посредством насосной системы 1 из емкости 2 подают под давлением вытесняющий из пласта нефть агент 5. Агент 5 содержит обеспечивающие гидроразрыв продуктивного пласта 6 компоненты 7 с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин 3 и нагнетательных горизонтальных скважин 4. Для обеспечения гидроразрыва продуктивного пласта 6, ослабления находящимся в анолите кислородом связи тяжелых фракций нефти с минеральными частицами и формирования подвижной водогазонефтяной внутрипластовой эмульсии 14, в качестве агента 5 в продуктивный пласт 6 под повышенным давлением подают трехфазную смесь 8, состоящую из водогазовой эмульсии 9, подготовленной в анодной камере 10 электрохимического реактора 11 с добавлением реагента 12, повышающего рН водогазовой эмульсии 9 до уровня 9-11, и песчано-гравийного материала фракции не более 4-7 мм. В водогазовую эмульсию 9, поступившую в емкость 2, также посредством насосной системы 1 подают песчано-гравийный материал 13 фракции не более 4-7 мм в зависимости от содержания массы песка по отношению к гравию и содержания твердого к жидкому в водогазовой эмульсии 9. В нижнюю часть 15 продуктивного пласта 6 подают водогазовую эмульсию 17 из катодной камеры 16. С помощью водогазовой эмульсии 17 - за счет сцепления микрокапель нефти с пузырьками электролитического водорода, перемещают тяжелые фракции нефти в основную область действия откачных скважин 18 и повышают общую нефтеотдачу продуктивного пласта 6. Скорость подачи и расход водогазовых эмульсий 9, 17 производится с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин 3 и нагнетательных горизонтальных скважин 4 и эффекта инициирования кавитации при инверсионной модуляции водогазовых эмульсий 9, 17 из отверстий 19 неправильной формы 20.

Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений повысит технологический уровень добычи полезного ископаемого, уменьшит энергозатраты, улучшит эксплуатационные показатели по обслуживанию комплекса, повысит рентабельность производства и экологическую безопасность.

Источники информации

1. Патент RU №2164290, Е21В 43/26, опубл. 20.03.2001.

2. Патент RU №2096603, Е21В 43/26, опубл. 20.11.1997.

3. Патент RU №2507389, Е21В 43/267, C09K 8/80, опубл. 20.02.2014.

Изобретение относится к горнодобывающей отрасли и может быть использовано при освоении природных и техногенных нефтяных месторождений полезных ископаемых с трудно извлекаемыми углеводородами. Технический результат - повышение технологической и эксплуатационной эффективности процесса добычи углеводородов путем инициирования гидроразрыва активационными компонентами и образованием кавитационных гидродинамических эффектов для повышения проницаемости пласта. Способ разработки нефтяных месторождений включает вскрытие продуктивного пласта системой нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин, через которые подают под давлением вытесняющий из пласта нефть агент, содержащий обеспечивающие гидроразрыв продуктивного пласта компоненты с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин. Для повышения эффективности процесса добычи на первом подготовительном этапе в качестве агента в продуктивный пласт под повышенным давлением подают трехфазную смесь, состоящую из водогазовой эмульсии, подготовленной в анодной камере электрохимического реактора с добавлением реагента, повышающего рН водогазовой эмульсии до уровня 9-11, и песчано-гравийного материала фракции не более 4-7 мм в зависимости от содержания массы песка по отношению к гравию и содержания твердого к жидкому в водогазовой эмульсии, подготовленной в анодной камере, для обеспечения гидроразрыва продуктивного пласта, ослабления находящимся в анолите кислородом связи тяжелых фракций нефти с минеральными частицами и формирования подвижной водогазонефтяной внутрипластовой эмульсии. При этом в нижнюю часть продуктивного пласта подают водогазовую эмульсию из катодной камеры, с помощью которой за счет сцепления микрокапель нефти с пузырьками электролитического водорода перемещают тяжелые фракции нефти в основную область действия откачных скважин и повышают общую нефтеотдачу продуктивного пласта. При этом скорость подачи и расход водогазовых эмульсий производится с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин и эффекта инициирования кавитации при инверсионной модуляции водогазовых эмульсий из отверстий неправильной формы. 2 ил.

Способ разработки нефтяных месторождений, включающий вскрытие продуктивного пласта системой нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин, через которые подают под давлением вытесняющий из пласта нефть агент, содержащий обеспечивающие гидроразрыв продуктивного пласта компоненты с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин, отличающийся тем, что для повышения эффективности процесса добычи в качестве агента в продуктивный пласт под повышенным давлением подают трехфазную смесь, состоящую из водогазовой эмульсии, подготовленной в анодной камере электрохимического реактора с добавлением реагента, повышающего рН водогазовой эмульсии до уровня 9-11, и песчано-гравийного материала фракции не более 4-7 мм в зависимости от содержания массы песка по отношению к гравию и содержания твердого к жидкому в водогазовой эмульсии, подготовленной в анодной камере, для обеспечения гидроразрыва продуктивного пласта, ослабления находящимся в анолите кислородом связи тяжелых фракций нефти с минеральными частицами и формирования подвижной водогазонефтяной внутрипластовой эмульсии, при этом в нижнюю часть продуктивного пласта подают водогазовую эмульсию из катодной камеры, с помощью которой за счет сцепления микрокапель нефти с пузырьками электролитического водорода перемещают тяжелые фракции нефти в основную область действия откачных скважин и повышают общую нефтеотдачу продуктивного пласта, при этом скорость подачи и расход водогазовых эмульсий производится с учетом термобарических условий нагнетательных вертикальных скважин и нагнетательных горизонтальных скважин и эффекта инициирования кавитации при инверсионной модуляции водогазовых эмульсий из отверстий неправильной формы.